devexpress asp.net pdf viewer : Extract pdf pages online software Library dll windows .net web page web forms Applications%20of%20HVDC%20Technologies%20-%20Summary%20FINAL0-part732

Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 1 
 
 
Extract pdf pages online - software Library dll:C# PDF Page Extract Library: copy, paste, cut PDF pages in C#.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
Easy to Use C# Code to Extract PDF Pages, Copy Pages from One PDF File and Paste into Others
www.rasteredge.com
Extract pdf pages online - software Library dll:VB.NET PDF Page Extract Library: copy, paste, cut PDF pages in vb.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
Detailed VB.NET Guide for Extracting Pages from Microsoft PDF Doc
www.rasteredge.com
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 2 
 
Introduction 
The advantages of high‐voltage direct current (HVDC) transmission over conventional high‐voltage 
alternating current (HVAC) technologies are well established for long‐distance, point‐to‐point power 
transfers.
1
 HVDC has also been deployed in subterranean and submarine applications where overhead 
lines are impractical and where HVAC has higher electrical losses. HVDC also has the unique capability to 
connect asynchronous grids; this capability may have more value in the future with greater numbers of 
microgrids. HVDC technologies can also provide extremely rapid stability control, power flow control, 
and the ability to segment parts of the power system—all of which can enhance the grid’s flexibility, 
reliability, and resilience. 
Although HVDC transmission is a fairly mature technology, recent technological improvements have 
expanded its capabilities and applicability for addressing grid challenges. New commercial applications 
and deployment opportunities may open up as conditions change in the U.S. electric power sector. 
Changes include evolving generation mixes and load profiles, increasing customer expectations for 
reliability and resilience, and persistent challenges to siting new transmission. Applications such as 
submarine HVDC networks can open new possibilities for power management and provide a practical 
way to access large amounts of off‐shore wind. 
Currently, advanced HVDC transmission projects are being proposed, designed, and built around the 
world, especially in Europe and Asia. Thus far, HVDC deployment activity within the United States has 
been limited, with about 20 transmission facilities. Figure 1 depicts the more than 35 HVDC transmission 
facilities across North America.  
                                                            
1
 http://smartgrid.ieee.org/resources/interviews/368‐ieee‐smart‐grid‐experts‐roundup‐ac‐vs‐dc‐power, accessed 
October 19, 2015 
software Library dll:C# PDF Page Insert Library: insert pages into PDF file in C#.net
Free components and online source codes for .NET framework 2.0+. doc2.Save( outPutFilePath); Add and Insert Multiple PDF Pages to PDF Document Using C#.
www.rasteredge.com
software Library dll:C# PDF Text Extract Library: extract text content from PDF file in
Free online source code for extracting text textMgr = PDFTextHandler. ExportPDFTextManager(doc); // Extract text content for text extraction from all PDF
www.rasteredge.com
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 3 
 
 
Figure 1: North American HVDC Deployment 
By assessing the current landscape of technologies and identifying potential ways to address barriers to 
deployment, the U.S. Department of Energy (DOE) examined opportunities to improve prospects for 
HVDC technologies. 
Workshop Process 
On April 22, 2013, DOE’s Grid Tech Team (GTT) held a one‐day workshop to develop a better 
understanding of HVDC transmission technologies and their application in the North American electric 
grid. In the morning, industry stakeholders showcased the state of the art for HVDC transmission 
technologies through a series of presentations and case studies.
2
 In the afternoon, workshop 
participants discussed various technical and institutional barriers to greater deployment, as well as 
potential opportunities to address those barriers. The morning session began with a keynote 
presentation to baseline participant understanding of HVDC technologies. The presenter discussed 
trade‐offs between HVDC and HVAC transmission options and provided insights into the merits and 
limitations of line‐commuted converter (LCC) systems and voltage‐source converter (VSC) systems. The 
speaker also compared HVDC deployment opportunities across developing countries, Europe, and the 
United States. 
The keynote address was followed by two panels: State of HVDC Technologies and U.S. Project Case 
Studies. In the first panel, three HVDC technology vendors presented the state of the art and highlighted 
                                                            
2
 http://energy.gov/oe/downloads/hvdc‐workshop‐april‐22‐2013 
 
software Library dll:C# PDF Image Extract Library: Select, copy, paste PDF images in C#
image. Extract image from PDF free in .NET framework application with trial SDK components and online C# class source code. A powerful
www.rasteredge.com
software Library dll:VB.NET PDF Text Extract Library: extract text content from PDF
Online Visual Basic .NET class source code for quick evaluation. If you want to extract text from a PDF document using Visual Basic .NET programming language
www.rasteredge.com
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 4 
 
recent international projects where their products were deployed. In the second panel, representatives 
of four companies presented HVDC projects in their portfolios and discussed various aspects of those 
projects: 
The transmission challenge that led to the proposed HVDC solution 
The basic project configuration and technology choice 
The reasoning behind the decision 
Key challenges encountered and lessons learned 
The various presentations highlighted the breadth of applications for HVDC technologies, such as 
increasing power delivery with constrained right‐of‐ways (ROWs), delivering renewable power over long 
distances, providing access to off‐shore wind generators, and sharing power between asynchronous 
grids. The panels were followed by a moderated panel discussion and a question‐and‐answer period.  
The afternoon session comprised two facilitated group discussions. The first discussion focused on key 
technical, institutional, and regulatory challenges to implementing cost‐effective applications of HVDC 
within the next five to ten years. During the second discussion, participants proposed actions to address 
the identified challenges and examined the respective roles of government and industry in leading those 
actions. 
Discussion Summary 
Keynote and Panels 
The choice between using HVDC or HVAC is usually justified by economics, i.e., decision makers look at 
costs versus benefits.  For example, system stability can be much better with HVDC, and more power 
can be transferred over the same ROW than HVAC. In general, HVDC is more cost‐competitive than 
HVAC for power transmission over 600 miles aboveground or 30 miles underground/underwater. 
However, recent technical advances have decreased the breakeven point to 300–350 miles for 
aboveground transmission. Other decision factors include geographic considerations, such as whether 
the transmission lines should go over a mountain or undersea. Typically, transmission owners have no 
preconceived preferences for overhead versus underground lines. Other benefits of using HVDC that 
may not be considered include the ability to provide frequency regulation, forcing ordered power into 
an area, limiting fault currents, and providing black start capabilities. 
Applications of HVDC technologies include water crossings, asynchronous interconnections (back‐to‐
back), bulk power transfers including access to remote renewables (point‐to‐point), transmission in 
areas with severely restricted ROWs, and HVDC networked grids (multi‐terminal). These various 
applications provide unique benefits but also present distinct challenges. For example, HVDC can be 
used to deliver power into dense urban centers, but converter station placement and visual impact 
regulations in those areas can be difficult. Another example is the use of HVDC to connect wind power in 
high‐capacity factor regions to load centers. Employing HVDC has the potential benefit of minimizing the 
correlation of wind generation within a region, but the application is constrained to balancing areas that 
can absorb the increased variability. More unique applications include accessing off‐shore wind, which 
software Library dll:VB.NET PDF Page Delete Library: remove PDF pages in vb.net, ASP.
Enable specified pages deleting from PDF in Visual Basic .NET class. Free trial SDK library download for Visual Studio .NET program. Online source codes for
www.rasteredge.com
software Library dll:VB.NET PDF Image Extract Library: Select, copy, paste PDF images
Extract image from PDF free in .NET framework application with trial SDK components for .NET. Online source codes for quick evaluation in VB.NET class.
www.rasteredge.com
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 5 
 
has geo‐electric appeal, and connecting the three US interconnections to help balance real and reactive 
power flows between the systems. 
Currently, two viable power electronic device options exist, leading to two families of HVDC converters. 
LCCs, based on thryristor technology, have the inherent ability to clear faults. VSCs, based on insulated 
gate bipolar transistor (IGBT) technology, have superior controllability. VSCs are currently more 
expensive and have higher losses than LCCs and require fault management, but they have the potential 
for more diverse applications such as connection to weak systems (in which the short circuit ratio is less 
than 3) and multi‐terminal HVDC. LCCs are more mature and can provide high power transfer 
capabilities but require a connection to a strong system or some form of reactive power compensation 
(volt–amperes reactive [VARs]), especially with undergrounding. The traditional view is that LCCs can be 
utilized only in a robust grid; however, some workshop participants stated that the limitation is not valid 
since a synchronous condenser can be used. Another alternative is to use a capacitor‐commutated 
converter configuration. LCCs have been the workhorse of the industry since the 1980s and are readily 
used for bulk power transfers. VSCs have been deployed only within the past decade, but the technology 
is slowly increasing power ratings and overcoming bottlenecks.
3
  
Despite the recent advances in HVDC converter technologies, many technology gaps, such as control 
algorithms and HVDC breakers (or dynamic breaking resistors), need to be addressed for multi‐terminal 
applications. Two approaches for HVDC breakers are being pursued: a full semiconductor version and a 
hybrid semiconductor–mechanical version. The current state of HVDC breaker development is similar to 
the development pathway of HVAC breakers; losses remain the key issue. Steady progress on HVDC 
breakers has been made, with increasing capabilities for interrupting larger currents in shorter 
timeframes (e.g., 3000 A in 2.5 ms); a product with commercial potential would be expected to break in 
5 ms. Once developed, HVDC breakers will still have to compete with HVAC breaker options with half‐
bridge configurations, full‐bridge converters, or other electronic fault suppression techniques. Another 
challenge is that HVDC breakers need to be designed for the requirements of a specific application. For 
example, the maximum voltage generated by the breaker must be low enough to conform to the 
insulation coordination of the system. 
Technology hurdles may not be a significant issue to greater deployment. Losses in power electronic 
devices, especially with VSC technology, affect only the business proposition of using HVDC. Research on 
converters, switches, and configurations is currently ongoing, and such projects have made steady 
progress in reducing losses and lowering prices. Controllability has also improved tremendously, but 
concerns remain about the impact of lightning strikes on overhead lines and insulation. Offshore 
applications also face their own challenges with corrosive environments, but the deployment 
experiences in Europe and the oil platform industry’s maturity mitigate some of these concerns. 
The global state of HVDC deployments can be categorized in three groups: developing countries, Europe, 
and the United States. In developing countries such as Brazil, China, and India, HVDC transmission is 
being built primarily to transfer large quantities of power over long distances. In Europe, the limited 
                                                            
3
http://www05.abb.com/global/scot/scot221.nsf/veritydisplay/1f9325bfc027ca6dc1256fda004c8cbb/$file/HVDC%
20Light%20and%20development%20of%20VSC.pdf, accessed October 19, 2015 
software Library dll:VB.NET PDF Page Insert Library: insert pages into PDF file in vb.
add and insert one or multiple pages to existing adobe PDF document in VB.NET. Ability to create a blank PDF page with related by using following online VB.NET
www.rasteredge.com
software Library dll:C# HTML5 PDF Viewer SDK to view PDF document online in C#.NET
PDF, C# print PDF, C# merge PDF files, C# view PDF online, C# convert PDF to tiff, C# read PDF, C# convert PDF to text, C# extract PDF pages, C# comment
www.rasteredge.com
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 6 
 
opportunity to build transmission lines aboveground has resulted in HVDC deployments primarily 
focused on underground or submarine applications. The United States has a need for both long‐distance 
and underground applications but has substantial siting challenges.  
In Europe, several initiatives and projects support HVDC deployments, e.g., DESERTEC, Friends of the 
SuperGrid, North Seas Countries Offshore Grid Initiative, and the Council on Large Electric Systems 
(CIGRE). Participating in some of these initiatives would allow the United States to learn best practices 
from Europe. Lessons learned from developing countries are less applicable. Technology‐based best 
practices can be transferred, but the regulatory environments are decidedly different. Furthermore, 
other countries typically have a single entity that has jurisdiction over an entire project, whereas the 
United States has a state‐by‐state approach for transmission, which presents additional challenges. 
In fact, the biggest challenge in application of HVDC is regulatory issues. For example, FERC Order 1000 
requires the allocation of costs of new transmission projects to beneficiaries. However, there are single‐
driver projects, multi‐driver projects, projects to meet public policy requirements, regional projects, and 
non‐regional projects. Identifying beneficiaries is difficult since some projects have regional benefits that 
are not explicitly considered. For instance, AWS Truepower performed a net load analysis to estimate 
the increase in operating reserves needed to integrate 3500 MW of wind energy into the Tennessee 
Valley Authority (TVA) and surrounding systems.
4
 For TVA alone, the integration would require an 
increment of 383 MW of operating reserves, but if TVA, Southern, Duke, and Entergy join forces, TVA’s 
need drops to only 127 MW. There are also economic benefits from reducing load payments and 
production costs (addressing congestion to lower locational marginal pricing). Because of regulatory and 
cost allocation concerns, the customer rate base is hard to develop, making it difficult to finance HVDC 
projects. A national infrastructure development bank in legislation could help address financing 
concerns. 
Another non‐technical challenge to overcome is the inherent resistance to using HVDC in system 
planning. A lack of knowledge about the technology’s full capabilities impedes its full exploitation. One 
issue is that private sector organizations developing HVDC technologies have little to no representation 
in the groups conducting planning. By connecting with utilities, the private sector could identify and 
resolve the unknowns in planning, accelerating technology deployment. However, system planners have 
valid concerns. Large injections of power can create contingency issues, and utilities need to consider 
possible North American Electric Reliability Corporation (NERC) criteria violations during planning.  
Another concept for planning is consideration of a national HVDC overlay, which has a unique set of 
challenges. Currently, there is no effective way to study the issue and incumbent entities tend to restrict 
the development of a national overlay; any work done reinforces the status quo. One critical question is 
who would be responsible for conducting global planning. The scope of a utility generally does not 
include looking at projects with broad system benefits due to issues with protection of interests within 
their service territories and cost allocation. Limited optimism exists for global plans since there are many 
                                                            
4
 AWS Truepower. “Load Coincidence Study for the Integration of Wind into Tennessee Valley Authority via the 
Plains and Eastern Clean Line” (Albany, NY: June 25, 2010). 
http://www.cleanlineenergy.com/sites/cleanline/media/resources/AWSTruePower.pdf
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 7 
 
interests at stake and politics in play; the general sentiment appears that planning will happen regionally 
at best. However, it is recognized that technological advancements can be a real driver for change.  
Overall, it is hard to determine a general pricing for HVDC since every project is unique; the as‐built 
costs including regulatory delays, choice of technology, fluctuations in material costs, and other factors 
must be considered. However, PJM’s Transmission Expansion Advisory Committee provides a good 
source for HVDC project costs. A potential benefit of utilizing HVDC underground transmission is that 
undergrounding could provide owners the ability to avoid many issues related to community resistance 
(i.e., “not in my backyard” [NIMBY]), possibly offsetting total costs.
5
 
HVDC is a great enabling technology, but decision makers must be careful that the technology is not a 
solution searching for a problem. Cost–benefit analysis is key to decision making, and there are non‐
transmission alternatives to solve many problems. For example, in the Eastern Interconnection Planning 
Collaborative (EIPC), ISO New England found that HVDC was not a cost‐effective alternative for some of 
the problems they face. 
 
Key Challenges and Opportunities 
Workshop participants identified several key challenges and opportunities that would benefit from 
DOE’s involvement. These can be grouped into several categories: 
Valuation and analyses  
Tools, models, and data 
Education, outreach, and workforce 
Research, development, and standardization 
Demonstrations and test beds 
Policies, regulations, and cost allocation 
The remainder of this section of the workshop report summarizes the workshop discussion within these 
categories. Each section ends with a list of opportunities for DOE action. 
 
Valuation and Analyses  
Since implementation of HVDC is ultimately based on cost–benefit analyses, it is important to get the 
value of HVDC correct. Developers in Brazil, China, and India did not pick the high‐cost solution; they 
incorporated broader benefits into their analyses. Most U.S. developers are merchant developers; the 
main goal of implementation is not necessarily for reliability. Although implementation offers a range of 
opportunities, the economics may not support the project with current valuation methodologies. Other 
                                                            
5
 http://www.pjm.com/committees‐and‐groups/committees/teac.aspx 
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 8 
 
transmission assets and alternative solutions should be considered and evaluated before going directly 
to HVDC. 
It is important to be able to quantify benefits in the planning stages of a project; however, some benefits 
may be difficult to quantify. There are social benefits that are not taken into account and have direct 
implications for cost allocation. For example, the deployment of HVDC links can help prevent 
widespread blackouts, but this benefit is not valued. HVDC also provides some flexibility that cannot be 
achieved with implementing additional alternating current (AC) lines. There is also a tendency to focus 
on “real” costs, but opportunity costs should also be factored.  For example, when deciding between 
overhead versus underground transmission, the time required for overhead siting (AC lines can take up 
to 14 years) and the associated costs should be factored in valuation. Proper planning time horizons are 
important as well; projects can take 10 years to build and will address needs 20–30 years after project 
initiation. For some large transmission projects, a risk‐based analysis approach may be useful.  
Although HVDC has been studied for some time, every project is different and requires customization. 
There needs to be an overarching view of the various applications and modes where HVDC can serve as 
a solution. The technology provides benefits such as provision of reactive power, black start capabilities, 
flexibility, and controllability; these benefits should be valued and factored into decision making along 
with maintenance and lifecycle costs. Contingency planning is also a concern; planners need to be 
careful when locating termination and source points since losing those large injections of power can be 
a problem. Other impacts to consider include environmental factors, system stresses, harmonic issues 
(which will require filters), cascading effects (N‐1 contingency analysis can be more complicated with 
converters), and the risk associated with LCC’s such as multiple commutation failures. 
Ultimately, valuation and analyses should look at the full system instead of each individual component 
(e.g., cables, converters, circuit breakers); HVDC needs to be studied in a comprehensive and integrated 
manner. An established methodology is needed since there is no clear means of quantifying system 
benefits. Geographic differences also affect valuation. For example, markets are flow‐based in the east 
and contract path‐based in the west. One can extend benefit calculation to include domestic job 
creation from demonstration, manufacturing, and technology development. DOE should organize a 
group for this effort to ensure objectivity and credibility. 
Proper analyses can inform potential markets; several scenarios should be explored. Understanding the 
bottlenecks in the U.S. grid will help identify future capacity expansion needs and required upgrades, as 
well as providing improved situational understanding of infrastructure options. The grid is evolving and 
those changes will have a range of impacts. For example, electric vehicle deployment will affect future 
grid transmission needs and increases in offshore wind generation can create a new market for HVDC. 
The concept of developing a national backbone with associated national benefits is worth investigating. 
Analyses also need to explore transmission corridors and HVDC’s likely and potential impacts. Exploring 
the comparison between alternating and direct current (AC and DC) to understand the “spread” of 
benefits across regions (with geographic differences) would also be worthwhile. Studying the long‐term 
value of undergrounding transmission and/or a study of the entire grid to determine the market for 
HVDC could be an initial step. 
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 9 
 
Opportunities for DOE include the following: 
Establish a group to analyze a national strategy for HVDC 
Assemble a group to develop a framework to assess benefits and value of projects 
Develop guidelines/methods for what should be included, and determine how HVDC—or more 
broadly, transmission—should be valued; including quantification of societal benefits 
Develop and publish guidelines in partnership with the Institute of Electrical and Electronics 
Engineers (IEEE) 
Publish a study showing the cost‐effectiveness/benefits of underground HVDC transmission 
Conduct impact analyses, and study how complex interactions are modeled and what tools are 
used 
Support systems analysis with information sharing 
 
Tools, Models, and Data 
Tools are needed to support the planning of transmission upgrades and expansions, whether HVDC or 
other options are used. Models and tools are available but their application and sophistication is limited. 
Currently, no capability exists that can model HVDC as a full system, such as studying a DC overlay in the 
United States. There are also no tools to study control of real and reactive power, in steady state as well 
as dynamic analyses, especially for VSC technology. Real‐time simulation capabilities are also needed.  
Understanding the strength of the system and how it handles stresses is important. There are concerns 
with maintaining stability when large amounts of power leave the system, and the implications 
regarding reliability. For example, there is a need to understand how a system with HVDC can sustain an 
unplanned outage. There is also a need to study the optimal way of controlling a system with multiple 
DC lines and the associated number of converters. The additional controllability can be beneficial but 
can be challenging for operations.  With phase shifters already in existence, as well as other control 
technologies, there may be too many levers and uncoordinated changes. As for DC fault management, a 
500 kV fault can cause a significant voltage dip; managing these faults and understanding the broader 
system impacts should also be considered.  
The grid is complicated and tools that can conduct comprehensive, complex analyses are needed. 
Technical challenges associated with HVDC implementation depend on specific applications, and tools 
are needed to study the technology from a system perspective, including dynamics, harmonics, control 
interactions, and contingencies. The industry also needs to ensure that planning tools can accommodate 
the proper time horizon, given the long duration of projects. Analysis tools that can conduct risk‐based 
planning would be useful and would provide consistency with current planning approaches. Dynamic 
tools and analyses can also help to identify and define value. 
In addition to tools, underlying models are also very important. Power system simulator for engineering 
(PSSE) model libraries currently exist but may not be useful for looking at certain system factors. 
Additionally, older infrastructure (1980s) presents modeling gaps; the models may be outdated, 
Applications of HVDC Technologies: Workshop Summary 
Page 10 
 
incomplete, hard to find, or non‐existent. Accurate models are needed for other system components 
but their availability is limited. The application of models that are developed is not entirely clear; they 
are not plug‐and‐play with existing tools. Consistency to ensure model interoperability as well as 
broader support for modeling would be helpful to the industry. 
It would also be useful to conduct a general assessment of HVDC models to determine whether they are 
broadly applicable and to identify how many products are commercial. HVDC provides the ability to 
control the volt/VAR ratio; modeling would help to capitalize on this ability. These high‐speed control 
options should be incorporated and the dynamics evaluated. Current models need to factor in the 
capabilities provided by HVDC, as tools are not currently available to assess these scenarios. HVDC will 
also be used to access wind power, which will necessitate new models. 
There are currently PSCAD models that converge, but bridging and linking to PSSE models remains an 
issue. Not only will PSLF‐type models be needed, but also EMTP‐type analyses. A coordinated set of 
models, including generator and torsional models, is required to study the harmonics and interactions of 
HVDC with the grid.  Appropriate models will be needed to study the HVDC systems and lines, as well as 
the individual devices that make up the converters. Developing these models can be a joint collaborative 
effort between many stakeholders (industry, academia, government). DOE’s computation capabilities 
could be utilized to model the entire grid, resulting in a dynamic model of the grid from macro to micro 
scale that could be accessed from a laptop.  
Furthermore, data on performance and costs are needed for proper modeling, analysis, and planning of 
HVDC technologies. Preliminary costs for implementation, operations and maintenance, life cycle, etc. 
are needed for effective comparison with other technologies. Comparisons of reliability characteristics 
are also very important. More detailed data is needed for these systems, including information about 
cost per mile, cost over time, and how numbers change as technology advances or equipment ages. DC 
cable costs also need to be authenticated; costs need validation but information from other industries 
can be leveraged. Despite the importance of data, the unique characteristics of individual projects make 
it difficult to get useful cost and performance information. 
Opportunities for DOE include the following: 
Fund new models, and produce analysis tools with a systematic, collaborative effort 
Identify the landscape of HVDC tools and models 
Help transition available models into commercial software 
Develop a simulation tool that can assess impacts on reliability 
Support work by the Electric Power Research Institute (EPRI) and others for modeling  
Support data collection for models and costs 
 
 
 
Documents you may be interested
Documents you may be interested